槽式传热介质由导热油到熔盐的探索
目前，全球众多槽式光热电站开发商正纷纷进行试验，探索将传热介质由导热油转换为熔盐的可能性，希望通过进一步提高技术水平，以提高系统的运行温度，从而缩短与塔式熔盐储热光热电站之间的差距。
根据国际可再生能源机构（IRENA）的报告显示，槽式光热电站的传热介质若由导热油转换为熔盐，整个槽式光热电站储热系统的安装成本将会减半。另外，到2025年，储热系统的安装成本预计会下降到16美元/kWth。
近年来，很多中国光热企业也在研究槽式熔盐传储热技术，而在首批光热示范项目名单中，7个槽式光热项目中有2个将熔盐作为传热介质，而且这两个项目的储热时长均远远超出其它5个项目。
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图中国首批光热示范项目中的7个槽式项目的基本信息
影响储热规模的主要因素
一般来说，在光热电站公开竞标时，项目开发商往往会更加青睐具有持续储热能力的项目，因为这些项目不仅有利于履行招标要求，其电力购买价格也会更具竞争力。
“储热系统的最佳规模取决于承购方或者市场给予的条件，比如电力购买计划、激励措施等。”Guedez指出。
瑞典皇家理工学院KTH在2014年曾做过一项研究，发现当光热电站采用调峰运行策略时，业主更倾向于选择小规模的储热单元和光场；如果需要连续基荷发电，业主则往往会选择较大规模的储热单元和光场。
该研究结论表明，对于一个坐落于像西班牙南部塞维利亚等地的100MW级光热电站而言，要获得最高的收益率，则电站的储热时长最好为12个小时，同时太阳倍数要按照2.75来计算。
此外，Avery还指出，如果将以可用电力为准的支付方案应用于可再生能源项目，那么这在一定程度上，会不可避免的对光热电站的储能系统的规模产生影响。
对于传统发电方式来说，容量电价是根据电厂的发电量或是可用电量来制定的，其目的是为了鼓励发电站有效发挥自身的电力调配作用。“输电系统理应给配有更大储能容量的光热发电站一种更好地付费方式，因为他们在调度电力方面要可靠的多。”Avery表示。
